顺北区块裂缝性气藏井控安全推荐做法

王振虎

摘 要：在钻井新工艺获得广泛应用和钻井整体工艺水平日益提高的今天，人们已认识到：对复杂地层、安全优质钻井，必需要把井控技术作为研究和发展的重要内容。只有井控工艺和技术发展了，才能保证钻井过程的井控安全，才能最大限度的开发和利用油气资源。文章在对石油钻井行业中出现井喷和井喷失控所造成的危害进行介绍后，通过对顺北区块油藏特点和溢流案例的分析以及新技术的应用，总结出适合顺北区块碳酸盐岩裂缝性气藏的井控推荐做法。

关键词：井喷危害;顺北区块;裂缝性气藏;溢流案例;控压钻井;气滞塞

1 井喷的危害

通过对井喷事故的分析可以得知，井喷是十分严重的灾难性事故，并且将会产生巨大的损失。井喷所带来的危害主要有以下几个方面：

1.1 扰乱正常工作秩序，影响全局生产

一旦井喷失控，应立即启动井控应急预案，成立相应的指挥组、技术方案组、调度保障组等应急机构全面组织、指挥抢险工作。必要时还需兄弟单位、地方政府的支援，以及动用消防车辆，组织抢险队伍等。

1.2 使钻井事故复杂化、恶性化

井喷发生后，井下压力平衡关系被彻底打破，井眼压力状况发生了显著变化，井壁冲刷失去稳定，井眼扩大，易造成卡钻等衍生事故。

1.3 井喷失控极易引起火灾和地层塌陷，造成环境污染

钻井过程中，若技术套管下入深度没有封隔住易破碎易漏地层，则会发生井喷流体憋破地表、造成地面下陷、环境污染等重大问题。同时，流体喷出地面，将污染地表与浅层水资源等。若喷出流体中含有H2S，则极易使人中毒，发生重大伤亡事故。例如2007年3月10日塔河油田AD4井在完井下油管作业时发生溢流，关不上试油防喷器，在抢接油管挂过程中又因缺少相应工具无法实现油管挂坐封，导致井喷失控。大量原油喷出地面，导致一位员工H2S中毒死亡。

1.4 损害油气层，破坏油气资源

井喷将造成油气储量的损失，严重的导致储量枯竭或产层生产能力破坏，使油气层不再具有工业开采价值。我国四川地区长桓坝气田长1井嘉陵江组气藏井喷，喷出的气量已经远远的超出了1000×104m3/d，根据不完全统计，此次井喷所导致的天然气损失达到了4.61亿立方，估计占据该气田天然气总储备量的六成，使得气田在最近几年失去了可以开采的价值。

1.5 造成钻机设备毁坏、陷落

1989年1月青海油田台南2井取心起钻途中发生溢流，由于操作不当，防喷器未能关住井口，发生严重井喷，大量气流泥沙喷出，把井口的岩心筒及钻铤、转盘一起顶出12m高，3min后二层台起火，造成1人当场死亡，9人受伤，并导致井架底座、游动滑车、大钩、水龙头、转盘、全套液压防喷器及节流管汇、2台振动筛、岩心筒、钻铤等烧毁损坏，全井报废的重大经济损失。

1.6 覆盖面积较广，影响周围安全

2003年12月23日，罗家16H井井噴失控事故，震惊中外。该井是高含硫水平井，由于H2S天然气的大量溢出，未能及时点火，造成井场周围居民和井队职工共243人死亡，赔偿金额共计3300万元。罹难家庭190余户，1万多人入院医治，约6万人紧急疏散，直接经济损失2.6亿元[1]。

2 顺北区块井控案例

2.1 油藏特点

顺北油田位于塔里木盆地中西部，位于2隆（沙雅隆起、卡塔克隆起）2坳（阿瓦提坳陷和满加尔坳陷）之间。主要目的层为奥陶系中--下统一间房组和鹰山组，一间房组厚度160-170m，鹰山组900m左右，一间房组顶面埋深东部7200-7500m，西部7500-9000m。发育两套特殊岩性地层，二叠系火成岩和桑塔木侵入岩。油气藏多为碳酸盐岩缝洞型储层。存在异常高压层，来势凶猛，溢流量大，关井后套压高难以处理。顺北区块紧邻果勒、跃满区块，而果勒、跃满区块均有钻遇异常高压案例。如果勒2井在四开采用168.3mm钻头比重1.60的钻井液钻进至7628.04m溢流关井，立压13MPa（钻具内有浮阀），套压35MPa，采用2.0g/cm3的压井液压回法压井成功。顺北区块碳酸盐岩气藏与其他碳酸盐岩气藏对比情况见表1。

从表1可以看出，顺北区块碳酸盐岩气藏地质条件更复杂。

传统的井控理论和井控工艺，是以“井筒流动模型、井筒气体状态模型和井筒安全窗口模型”为基础构建的，它适用于“渗透性地层、纯天然气的溢流和直井”。缝洞型气藏不满足达西渗流条件，流动阻力很小，井内压差几乎没有安全窗口，由于重力置换表现为“喷漏同层”，传统的井控工艺不完全适用于顺北缝洞型气藏，主要表现在：

①储层被钻开以后，比较容易发生溢漏同存的现象，难以确保井筒的压力处于静平衡的状态;

②在储层钻进的过程中，全烃值相对比较高，并且气测值对于钻井密度所表现出来的敏感度不高，气体将会持续性的侵入到井筒当中污染钻井液。

2.2 溢流压井案例

2.2.1 顺北3井溢流案例

2017年9月19日4：48由华北西部90105HB钻井队承钻施工任务的顺北3井四开钻进至井深8120.24m后产生溢流，地层鹰山组。关井后立压8MPa，套压14MPa，折算地层当量密度1.65g/cm3。经使用密度1.55g/cm3、1.60g/cm3、1.70g/cm3、1.80g/cm3、1.85g/cm3泥浆节流压井未建立井筒压力平衡，当用1.85g/cm3泥浆节流循环时发现漏失，瞬间漏速18m3/h，平均漏速14.66m3/h，出口密度1.62g/cm3。9月20日11：45开始平推1.80g/cm3泥浆，共平推1.80g/cm3泥浆121m3。停泵观察，立压9.8MPa，套压9.2MPa，也未实现压力均衡。至21日0：05关井察看，立压上涨至13.5MPa，套压上涨至13.3MPa，期间井队配制2.0g/cm3重浆180m3，随后井队用2.0g/cm3重浆平推压井，共平推2.0g/cm3压井液93.45m3，开井后液面在井口，出口断流，压井成功。

2.2.2 顺北53X井溢流案例

2018年12月6日7：30由江汉钻井90108井队承钻施工的顺北53X井取心钻进至7750m，地层一间房组。井队坐岗工发现循环罐液面上涨1.6m3并汇报值班干部（值班干部在司钻房），值班干部确认发生溢流后立即割心，7：40关井成功，关井立压6.5MPa（带单流阀，停泵后回压），套压由2↑18MPa（一直稳至顶泵求立压前），立压无变化。校核后实际溢流量15.56m3（割芯及上提钻具期间溢流量快速增大至2m3/min）。用开泵顶通的方式求取立压，立压19MPa，套压19MPa;计算地层当量密度1.64g/cm3。

2.2.2.1 钻井队首先采用平推方式压井

环空第一次平推2.0g/cm3的重浆50m3，排量0.35m3/min，泵压24↑43↓41MPa;停泵后套压38↓30MPa。第二次平推2.0g/cm3的重浆11.7m3，排量0.35m3/min，泵压32.9↑39.8↓38.5MPa;停泵观察，套压30↓22MPa，通过节流阀放压，套压由22↓16.5MPa。后续在准备平推水眼的过程中为了防冻，分两次环空平推了6m3。累计环空泵入密度2.0g/cm3的重浆66.7m3，环空重浆井段：井口-5100m。压裂车水眼泵入密度2.2g/cm3的重浆37.4m3（水眼容积35m3），泵压41.6↑48↓28MPa，排量0.13-0.4m3/min，套压18↑31MPa;停泵观察，立压28↓15MPa，套压31↓22MPa。由于地层吃入较差，平推后井口压力升高，平推压井难以实施。

2.2.2.2用泥浆泵节流循环压井

排量8-9L/s，累计泵入密度2.0g/cm3的重浆260m3，返出243m3，漏失17m3。出口密度：1.95↓1.34↑1.97g/cm3。套压变化：21.3↓0MPa。泵压变化：22↓17↑21.28MPa;

停泵后立套压为0MPa，开井，无溢流，压井成功。

2.2.3 由以上两口井井控事件可得出以下认识

①采用传统的近平衡压井工艺，气体会持续进入井筒，造成井口压力越来越高，井控风险越来越大;

②顺北区块压井方式并不固定，如顺北3井选择节流循环压井未成功，最终使用平推的方式压井成功;而顺北53X井首先采用平推压井的方式未成功，最终节流循环压井成功;

③压井时节流排量也是关乎压井成败的重要因素之一，至少要大于泥浆污染的速度，不然环空压力一直起不来，导致压井失败;

④一间房及鹰山组储层属于异常高压地层，地层压力124-130MPa，当量密度1.64g/cm3，而实际压井泥浆密度都在2.0-2.2g/cm3。针对探井，发生溢流建议压井液密度取预测地层破裂压力当量密度或是前期施工的裸眼最高承压当量密度;

⑤当揭开储层后，由于巨大压差，地层压力以300m/s的速度向上传递，地层流体以越来越快的速度推动泥浆往上涌，溢流越来越快，造成溢流量较大。能否做到快速关井是保证压井成功的关键;

⑥目的层钻进严格执行打单根的方式钻进，即钻进时保证旋塞位于转盘面以下，如发生溢流，保证旋塞在井口，方便开关;

⑦井队员工必须明白并贯彻执行“发现溢流立即关井、疑似溢流关井观察”的原则。

3 顺北区块井控安全新技术应用

3.1 控压钻井技术

在顺北碳酸盐岩裂缝气性气藏裂缝发育的过程当中，比较容易出现气体和液体置换的现象，从而导致出现同时存在着漏失和溢流的现象。所以，为了切实保证井控的安全性，建议在施工的环节中选择使用控压钻井的方式展开。

在控压钻井的时候，其所选择是使用的工艺基本特点如下所示：

第一，能够对出口位置的流量值展开实时监测，并且及时反饋压力等参数值，保证完成初期阶段的溢流和井漏发现工作。

第二，可以对井口位置的回压作出有效控制，从而实现钻进与循环排气共同展开的目的，将非生产时效尽可能降低。

第三，对井口位置回压和井底位置的压力作出精细化控制，保证井底位置恒压钻井。

从图2 可以看出，控压起钻过程中井底循环当量密度维持在1.85g/cm3左右，井底压力控制比较平稳[2]。

3.2 高温气滞塞技术

顺北油气田奥陶系碳酸盐岩气藏属于裂缝性高压气藏，所以，在工程中想要获得钻井液安全密度窗口是相对比较困难的，在裂缝当中所产生的气体比较容易与井筒当中的钻井液产生置换。当气体进入到井筒以后，便会导致滑脱效应发生，增加循环排气所消耗的时间，储层位置的钻井施工的周期相比较于全井钻井的周期而言，要短很多，大一般只占据40%左右，比较容易出现溢流和漏失同时出现的现象，进而导致在储层段位置出现钻井的时效降低，拉大钻井的时间周期，抬高井控的风险程度。

顺北2井使用气滞塞前后全烃值对比情况

当前在我国用于气体上窜速度控制的气滞塞总体上分为两种不同的类型，一种是高含量膨润土浆，一种是冻胶阀。但是这两种气滞塞都拥有比较差的抗温能力，并且在使用中也较易出现泥浆污染问题，相对而言，其不适合被使用在顺北碳酸盐岩裂缝性气藏。通过实验分析静切力是影响气滞塞能力的关键因素，静切力越高上窜速度越慢，因此选用抗高温提切剂配制高温气滞塞。选用国内外抗温能力较好的提切剂HEC、HE300和SMRM，分别加入到4%KCL溶液中，测试其黏切性能，结果加入SMRM的4%KCL溶液在200℃下老化后，切力最高，动塑比达到6.0，具有较好的抗高温提切效果，所以选用SMRM作为高温气滞塞的提切剂。高温气滞塞的配方为：10.0%抗高温提切剂SMRM+0.1% 抗高温表面张力调节剂SMSM+2.0% 抗高温增黏降滤失剂SMPFL+1.0% 抗高温纤维+4.0%KCl+ 0.3%NaOH[2]。

顺北区块气滞塞技术已经成功应用在多口井的施工中，如顺北评1井，取芯作业，共9次气滞塞施工，气窜速度降低79.7-91.7%。顺北2井，气窜速度65m/h，使用气滞塞技术油气上窜速度降至5-10m/h，降低80%，为顺利测井提供了安全保障。顺南7井，气窜速度由105m/h降至满足封井需求，憋压候凝53h，开井循环未见气。顺北3井，打气滞塞保证起甩油管等井口作业，气窜速度由123.54m/h降至14.07m/h。

4 压井方法的选择

①一般情况下，在储备足量的加重钻井液前提下，应使用工程师法进行压井;如重浆不足，加重等候时间较长，运用司钻法排除污染钻井液避免井口压力过高;

②如钻遇大裂缝或溶洞，出现失返性漏失，推荐使用压回法压井;

③针对含硫气藏井出现溢流建议首选压回法压井;

④压井法应用范围;

⑤压井法选择。压井法选择推荐如表4所示。

5 结论

①采用微过平衡压力钻井，顺北区块气井钻井液密度的选择建议应在气井安全系数高限附加基础上再附加0.05g/cm3-0.15g/cm3;

②顺北碳酸盐岩裂缝性气藏宜采用控压钻井工艺;

③裂缝性活跃气层起钻前推荐使用气滞塞技术。气滞塞可使气体上窜速度降低，但形成结构之前，气体在气滞塞内部上窜会损坏其结构力，建议在气层顶部300m以上井段泵入，预留一定时间使其形成结构;

④为了确保井控安全，在钻井期间如发生溢流要根据实际情况合理选择压井方法，尽量做到正确处置，尽早处置。同时还要积极应用先进的井控技术，避免井控事故的发生。

参考文献：

[1]雍自强，赵金洲等.钻井井控工艺技术[M].北京：中国石油大学出版社，2008.

[2]王建云，杨晓波等.顺北碳酸盐岩裂缝性气藏安全钻井关键技术[J].石油钻探技术，2020，48（3）.